Exploración y Producción en Brasil

Galp está presente en varios proyectos en las fases de desarrollo y producción.

Visión general

Con presencia en Brasil desde 1999, Galp está presente en varios proyectos en las fases de desarrollo y producción.

Los proyectos offshore incluyen las participaciones en la prolífica cuenca de Santos, en particular en los proyectos Lula e Iracema. Los proyectos onshore son de menor dimensión, siendo Galp la operadora en algunos de dichos proyectos.

Localización de los proyectos en Brasil

Conoce la localización de los proyectos de E&P en Brasil.

Cuenca de Santos

Galp está presente, a lo largo de la costa brasileña, en tres áreas de aguas ultraprofundas, en el denominado clúster del presal de la cuenca de Santos:

  • BM-S-11;
  • Gran Carcará;
  • BM-S-24.

Los descubrimientos realizados convirtieron a esta cuenca en una provincia de fama mundial que posee, en su totalidad, la mayor acumulación conocida de petróleo y gas natural en aguas ultraprofundas. Galp está presente en esta zona desde 2000.

Bloque BM-S-11

Offshore

Este bloque incluye los proyectos:

  • Lula e Iracema;
  • Berbigão/Sururu/Atapu.

Conoce el bloque BM-S-11 con mayor detalle.

Lula e Iracema - Bloque BM-S-11

Consorcio: Galp (a través de Petrogal Brasil 10%), Petrobras (Operador, 65%), Shell (25%).

Área: 2.297 km²

Tipo: Aguas ultraprofundas

Profundidad del água: 2.000 - 2.500 metros

2017
2010
2009
2007
2006
2001
2000

Entró en producción la séptima FPSO y la primera unidad replicante, marcando el inicio de una nueva etapa en el proyecto BMS-11.

El proyecto Lula/Iracema comenzó la producción comercial a través de la FPSO Cidade Angra dos Reis (#1), solamente cuatro años después del descubrimiento. Final de 2016 Seis de las doce zonas de desarrollo consideradas en el bloque BM-S-11 ya estaban en producción.

La primera fase de desarrollo del proyecto Lula/Iracema estuvo marcada por la realización del primero de los cinco EWT (Extended Well Test), comprobando las excelentes productividades de los pozos (aproximadamente 30 kbpd) y la calidad de los depósitos carbonatados que actualmente se conocen.

Se perforó el pozo Tupi Sul y se confirmó la extensión del campo Tupi, comprobándose la existencia de petróleo ligero, con una densidad de 28ºAPi.

El consorcio perforó el pozo explorador Tupi-1 y descubrió el campo Tupi, actualmente conocido como Lula, uno de los mayores campos de petróleo en Brasil del presal.

La actividad exploratoria en la zona comenzó con la realización de un estudio sísmico 3D de 22.500 km².

Junio

El bloque BM-S-11 se asignó al consorcio en la segunda ronda del presal.

Berbigão/Sururu/Atapu - Bloque BM-S-11

Consorcio: Galp (a través da Petrogal Brasil 10%), Petrobras (Operador, 42,5%), Shell (25%), TOTAL (22,5%). 

Área: 2.297 km²

Tipo: Aguas ultraprofundas

Profundidad del água: 2.000 - 2.500 metros

2018
2016
2014
2008

En el primer trimestre de 2018 comenzó un EWT en la zona de Sururu SW, mediante la unidad FPSO Cidade de S. Vicente.

Se presentó el plan de desarrollo de Atapu, Berbigão y Sururu.

Finales de 2016

Total y Petrobras firmaron un acuerdo que incluye la venta de una participación del 22,5% en la zona de Iara, en el bloque BM-S-11. El acuerdo prevé que Petrobras continúe siendo la operadora con una participación del 42,5% en el consorcio.

Los socios del bloque BM-S-11 realizaron un EWT en el campo Berbigão que permitió comprobar su elevada productividad. Se declaró la comercialidad de las tres acumulaciones denominadas Atapu, Berbigão y Sururu.

Se confirmó el descubrimiento del campo Iara gracias a la perforación del pozo exploratorio que confirma la existencia de petróleo ligero, con una densidad de 26º a 30° API.

BM-S-8, Carcará

Consorcio: Galp (14% a través de Petrogal Brasil), Statoil (Operador, 76%), Barra Energia (10%)

Área: 2.297 km²

Tipo: Aguas ultraprofundas

Profundidad del água: 2.000 - 2.500 metros

Norte de Carcará

Consorcio: Galp (20% a través de Petrogal Brasil), Statoil (Operador, 40%), ExxonMobil (40%)

Área: 313 km²

Tipo: Aguas ultraprofundas

Profundidad del água: 2.000 - 2.500 metros

2017
2016
2015
2011
2008
2000

La zona de Norte de Carcará, hacia donde se extiende el descubrimiento de Carcará, es adyacente a la concesión BM-S-8.

En octubre, en el ámbito de la 2.ª Ronda de intercambio de producción realizada por ANP, Galp, junto con Statoil y ExxonMobil, adquirió una participación en la licencia de Norte de Carcará.

El consorcio ofreció un excedente de petróleo (profil oil share) del 67,12%, con compromisos adicionales que incluyen el pago de un bonus de firma total de aproximadamente 930 m $.

Además, en octubre Galp, a través de Petrogal Brasil, acordó con Statoil la adquisición de una participación adicional del 3% en el bloque BM-S-8.

Adquisición de la participación operadora del 66% de Petrobras por parte de Statoil. En 2016, las actividades se centraron en su mayor parte en el análisis de la campaña de exploración y evaluación efectuada durante el año anterior, para profundizar en el conocimiento de las características del depósito y definir mejor el plan de desarrollo para la zona. También se realizaron estudios para definir el concepto del sistema de exportación de gas.

Se perforaron dos pozos y se realizó un Drill Stem Test (DST), que mostró excelentes niveles de productividad del depósito, así como la extensión al norte y al oeste del descubrimiento de Carcará.

Se perforó un nuevo pozo exploratorio que tuvo como resultado el descubrimiento de Carcará, con una de las mayores columnas de aceite en el presal jamás descubiertas.

El consorcio realizó un descubrimiento en el folleto Bem-te-vi. Sin embargo, esta acumulación se abandonó posteriormente, porque no se consideró comercial.

Junio
El bloque BM-S-8 se asignó al consorcio en la segunda ronda del presal.

Bloque BM-S-24

Consorcio: Galp (a través da Petrogal Brasil 20%), Petrobras (Operador, 80%).

Área: 1.394 km²

Tipo: Aguas ultraprofundas

Profundidad del água: 2.000 - 2.500 metros

2021
2016
2015
2008
2001

Sépia
Previsión del inicio de la producción del campo unitarizado de Sépia.

Final del año

Negociación de los procesos de unitarización entre el consorcio del bloque BM-S-24 y Petrobras, por parte de la zona de la cesión onerosa.

Júpiter
La ANP aprobó el pedido de prolongación durante cinco años del periodo exploratorio relativo a la zona de Júpiter. Esta extensión permitirá a los socios del bloque BM-S-24 que continúen con los estudios de desarrollo tecnológico del campo.

Los estudios se centran en su mayoría en el depósito, en la garantía de salida de los fluidos, en las infraestructuras para el desarrollo del campo, en el transporte de CO2, en la separación subsea y en los diferentes tipos de metalurgia que se utilizan para las completaciones de los pozos.

Sépia
Se ha presentado a la ANP la declaración de comercialidad para la zona de Sépia Leste.

Júpiter
Se ha perforado el pozo descubridor en la zona de Júpiter, probándose la existencia de una gran reserva de gas y condensados con un elevado contenido de CO2.

Sépia
Durante la actividad exploratoria del campo de Sépia (cesión onerosa) se constató la extensión de la acumulación de petróleo del campo de Sépia a la zona de Sépia Leste (bloque BM-S-24).

El bloque BM-S-24 se asignó al consorcio en la tercera ronda del presal.

Offshore

Contratos:

BM-POT-16;

BM-POT-17;

BM-POT-M-764.

  Contrato BM-POT-16 Contrato BM-POT-17 Contrato BM-POT-M-764
Consorcio Galp (a través de Petrogal Brasil 20%), Petrobras (Operador, 30%), BP (30%), IBV (20%) Galp (a través de Petrogal Brasil 20%), Petrobras (Operador, 80%) Galp (20%), Petrobras (Operador, 40%), BP (40%)
Área 1.535 km² 2.302 km² 767 km²
Tipo Aguas ultraprofundas Aguas ultraprofundas Aguas profundas
Profundidad del água 50 - 2.000 metros 50 - 2.000 metros 2.000 - 3.000 metros
Nº de bloques: 2 3 1
2015
2013
2005

Se comprobó que el descubrimiento de Pitu en 2015 se extendía a través de un nuevo pozo (Pitu Norte) y se confirmaron las buenas condiciones de permeabilidad y porosidad del depósito. El consorcio ahora prevé la adquisición de sísmica 3D para toda la zona de Potiguar, que deberá comenzar en 2017.

Se perforó el pozo Araraúna y detectaron indicios de petróleo, probando la presencia de hidrocarburos.

Se realizó el descubrimiento de Tango, confirmando la presencia de un play en la cuenca. Sin embargo, este descubrimiento no se ha considerado comercial. Se perforó el pozo Pitu, en el que se han constatado buenos indicios de depósito mediante las muestras recogidas.

Adquisición del bloque POT-M-764 en la 11.ª ronda de licitación en Brasil.

Se adquirieron en la séptima ronda de licencia de derechos de exploración petrolera en Brasil.

Cuenca de Pernambuco 

Offshore

Consorcio: Galp (a través de Petrogal Brasil 20%), Petrobras (Operador, 80%)

Área: 1.713 km²

Tipo: Aguas ultraprofundas

Profundidad del água: 1.000 - 2.000 metros

Nº de bloques: 2

2016
2007

El consorcio presentó a la ANP un pedido de extensión del periodo exploratorio hasta 2021.

Adquisición de los dos bloques en la novena ronda de licitación en Brasil.

Cuenca de Barreirinhas 

Offshore

Consorcio: Galp (10%), Shell (Operador, 50%), Petrobras (40%)

Área: 2.499 km²

Tipo: Aguas profundas e águas rasas

Nº de bloques: 4

2016
2007

El consorcio finalizó la adquisición sísmica 3D de 1.730 km² y sigue con la interpretación de la sísmica adquirida, por lo que espera obtener los resultados finales del procesamiento en 2017. La ANP aprobó la ampliación de la licencia de exploración hasta 2019.

Adquisición, en la 11.ª ronda de licitación, de cuatro bloques en la cuenca de Barreirinhas, tres de los cuales en aguas profundas (BAR-M-300, BAR-M -342 y BAR-M-344) y un bloque en aguas poco profundas (BAR-M-388).

Cuencas Sergipe - Alagoas

Onshore

Consorcio: Galp (a través de Petrogal Brasil, Operador 50%), Petrobras (50%).

Área: 91 km²

Tipo: Onshore

Nº de bloques: 2

2012
2005

Se emitió la declaración de comercialidad del descubrimiento Sati, que pasó a denominarse Campo de Dó-Ré-Mi. El campo Rabo Branco fue descubierto con la perforación de los pozos 1-GALP-11-SE y 1-GALP-12-SE en los bloques exploratorios SEAL-T-412 (parte sur) y SEAL-T-429 respectivamente, que permitieron identificar acumulaciones de petróleo. Estos pozos se terminaron en 2007, y la declaración de comercialidad se realizó el 28 de diciembre de 2012. El campo actualmente está en producción.

Adquisición de los bloques onshore en la séptima ronda de licitación.

Cuenca de Potiguar

Onshore

Consorcio: Galp (a través de Petrogal Brasil, Operador 50%), Petrobras (50%).

Área: 670 km²

Tipo: Onshore

2012
2009
2007
2004

Entrada en producción del campo de Sanhaçu.

Se declaró la comercialidad del campo de Sanhaçu.

En diciembre se descubrió la acumulación de Sanhaçu con la perforación del pozo en el bloque POT-T-479.

Adquisición de los bloques POT-T-480, POT-T-479 y POT-T-479 en la sexta ronda de licitación de Brasil.